Добавил:
Upload Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз: Предмет: Файл:
Лыков А.Н. Энергоснабжение 25.03.12 / Тема 1. Энергоресурсы и энергопотребление.doc
Скачиваний:
251
Добавлен:
29.03.2015
Размер:
4.7 Mб
Скачать

Цены на электроэнергию 2002 год (центов)

население

промышленность

Часы пик

день

ночь

Часы пик

день

ночь

США

8.1

5.5

Австралия

6.74

5.93

2.46

5.16

4.55

1.9

Франция

8.42

7.31

4.79

9.97

9.81

4.79

Латвия

-

5.93

4.15

8.45

5.63

3.94

Украина

2.79

2.83

Россия

0.93

1.48

Германия

15

6

Австрия

16

8

Великобритания

12

7

Чехия

5

5

Камская ГЭС -23 гидроагрегата по 21 и 24 Мвт общей мощностью 492 Мвт.

Воткинская ГЭС – 10 гидроагрегатов с поворотнолопастными турбинами .

Через ОГУ станции связаны пять энергосистем: Пермская. Удмуртская, Кировская, Башкирская, Свердловская. По ВЛ 500кВ через ГЭС замыкается электрическая связь Урал- Средняя Волга. Воткинская ГЭС является низконапорной станцией с сезонным регулированием стока и суточным регулированием мощности. Станция выполняет функции покрытия пиков нагрузки и мобильного резерва мощности в Уральской энергосистеме. Являясь пиковой станцией ГЭС 25-35 % годового объема электроэнергии вырабатывает во время весеннего паводка. За год производится от 2409 млн. квт.час (1996) до 2897 млн. кВт.час.(2002) электроэнергии.

С 1.07.03 Камская и Воткинская ГЭС находятся в аренде ОАО «Пермэнерго», чтобы за счет прибыли от продажи дешевой по себестоимости электроэнергии произвести модернизацию ряда объектов энергетики в Пермском крае.

12. Теплоэлектроцентрали и экономия энергоресурсов.

В “РАО ЕЭС “ в электроэнергетитке имеется 215 млн. установленных мощностей, в т.ч. 156 млн. кВт электрических генерирующих мощностей, 2,7 млн. км электролиний высокого напряжения.

В 1995 году в России произведено 861 млрд. кВт*ч электроэнергии, в т.ч. 62%(534, 6 млрд. кВт*ч) на ТЭС (затратив на выработку электроэнергии на ТЭС 151,1 млн. т.у.т.).

На ГЭС вырабатывается 21 % электроэнергии, на АЭС – 16 %.

На отопление, вентиляцию, кондиционирование воздуха, на ГВС, на технологические нужды затрачено 323, 6 млн. т.у.т. (т.е. вдвое больше расходов топлива на выработку электроэнергии), в т.ч. на ТЭС выработано 2353,5 млн. ГДж (562, 1 млн. Гкал.) теплоты, затратив 106, 2 млн. т.у.т.

Отметим , что обобщенный коэффициент преобразования тепловой энергии в электрическую составляет 38,46%. До потребителя доходит 30% энергии, содержащейся в топливе. Лампы накаливания только 10% электроэнергии переводят в свет. Общий КПД этих преобразований ниже КПД паровоза , составляющего 4%. Возможности повышения коэффициента полезного использования (КПИ) топлива – глобальная проблема.

В таблице 7 приведены основные технико-экономические показатели работы ТЭС.

Использован так называемый "физический метод" распределения затрат топлива. Согласно этому методу расход топлива на выработку электроэнергии на ТЭС получают путём вычитания из всего количества теплоты конденсата, направленного в энергетические котлы, и количество теплоты, отпускаемой внешним потребителям. Другими словами, вся экономия топлива, расходуемого на выработку электроэнергии и теплоты в комбинированном (теплофикационном) цикле на ТЭЦ, относится только на электроэнергию. В теплоснабжении России до 90-ых годов реализовывались два базовых принципа:

1) Комбинированное (совместное) производство электрической и тепловой энергии, осуществляемой на ТЭЦ.

2) Централизация теплоснабжения, т.е. передача теплоты от одного или нескольких источников, работающих на одну тепловую сеть, многочисленным тепловым потребителям.

Первый принцип позволяет повысит тепловую экономичность энергетического производства. Средний удельный расход условного топлива на выработку электроэнергии в России в 1995 году составил: по ТЭЦ-276, 5 г/(кВт* ч), по ТЭС-352 г/(кВт*ч).

Второй принцип, несмотря на дополнительные потери в тепловых сетях, также обеспечивает экономию топлива за счёт:

-утилизации теплоты от промышленных технологических (включая крупные ГРЭС) и мусоросжигающих установок;

-более высокого К.П.Д. крупных промышленных и районных котельных, а также мощных котельных установок крупных ТЭЦ по сравнению с мелкими местными котельными, работающими на низкокалорийных; многозольных дорогих видах твёрдого топлива;

-более рациональной загрузки источников теплоты с различной эффективностью при работе этих источников на одну сеть.

-для удовлетворения относительно-вентиляционной и бытовой нагрузок промышленных предприятий, жилых и общественных зданий используется в качестве теплоносителя главным образом горячая вода, что позволяет использовать для теплоснабжения теплоту отработавшего пара низкого давления.

Тепловая эффективность ТЭЦ улучшается при:

- повышении начальных параметров пара;

- снижения давления пара в отборах турбин;

- применении многоступенчатого подогрева сетевой воды;

-увеличение числа часов использования тепловой мощности отборов;

-ограничение доли конденсационной выработки электрической энергии на ТЭЦ.

Улучшению экономических показателей способствует увеличение единичной мощности котельных и турбинных агрегатов, блочная компоновка оборудования, а также применение дешёвых водогрейных и паровых котлов низкого давления для покрытия кратковременных пиков сезонной и технологической тепловой нагрузки и резервирования теплоснабжения.

Актуальные задачи по совершенствованию систем транспорта и распределения теплоты в

тепловых сетях:

-расширение диапазона безопасных гидравлических режимов;

- полноценного использования блокированных связей между смежными тепломагистралями или смежными ТЭЦ;

-снижение потерь сетевой воды при авариях на магистральных теплопроводах;

-обеспечения автономной, независимой от тепловой сети циркуляции воды в системах теплопотребления;

- более широкого использования автоматического группового и местного регулирования в дополнение к централизованному регулированию, внедрение систем дистанционного учёта тепловой энергии, контроля и управления.

Эксплуатационные расходы в тепловых сетях во многом зависят от удельного расхода сетевой воды на единицу тепловой нагрузки системы. Основные пути снижения удельного расхода сетевой воды:

-повышения температуры сетевой воды в подающих трубопроводах до экономически оправданного уровня;

- снижение температуры сетевой воды в обратных трубопроводах, т.е. более глубокое использование энтальпии теплоносителя у потребителя за счёт автоматического количественно-качественного регулирования потребления, увеличения поверхностей нагрева, использования стимулирующих тарифов и т.д.

Основной путь повышения надёжности и долговечности тепловых сетей - защита от внешней коррозии стальных труб ( 70% всех повреждений), что достигается:

-применение при возможности наземных способов укладки теплопроводов;

-применение теплопроводов индустриального изготовления с тепловой изоляцией из пенополиуретана (теплопроводность  =0,03 – 0,05 вт/(мК), т.е. в три раза меньше,чем у минеральной ваты или армопенобетона), с защитой от увлажнения полиэтиленовой оболочкой, с бесканальной укладкой.

-установкой на теплопроводах сильфонных компенсаторов температурных деформаций вместо сальниковых.

Повышению долговечности и надёжности тепловых сетей способствуют:

-применение приборов неразрушающего контроля и диагностики состояния теплопроводов, установления мест утечки теплоносителя без вскрытия, организация автоматизированных систем сбора информации о потреблении, утечках, управления тепловыми сетями.

Важнейшей проблемой, требующей решения, является автоматизация теплопотребления в целом. За счёт центрального, группового и даже местного (на одно здание) регулирования добиться оптимального режима подачи и потребления невозможно. Этого можно добиться при автоматизации конкретных тепло потребляющих приборов и установок.

К сожалению в настоящее время износ генерирующих мощностей и инженерных сетей , особенно в ЖКХ, превышает 60 %. В начале 90-ых годов приходилось 15-20 аварий на 100 км сетей. В 2000 году было в среднем 70 аварий в сетях водоснабжения и водоотведения и до 200 аварий на сетях теплоснабжения.

Таблица 7. Основные технико-экономические показатели развития теплофикации